P 2014P 2015P

Transkrypt

1 REDUKUJ (POPRZEDNIA REKOMENDACJA: TRZYMAJ) WYCENA 31,0 PLN 26 LIPIEC 2013 W poprzednim raporcie analitycznym z maja sygnalizowaliśmy, że nie dostrzegamy potencjału do wzrostu kursu akcji, z powodu zbliżającej się perspektywy słabych wyników 2 13 związanych z przestojem remontowym. Biorąc pod uwagę rozwój sytuacji makro w sektorze w ostatnich miesiącach (niskie cracki, ujemny dyferencjał Brent Ural w lipcu) oraz słabe wyniki PKN w segmencie rafineryjnym zmieniamy nasze nastawienie na bardziej negatywne. Obawiamy się, że wyniki 2 13 (spodziewamy się drugiej z rzędu kwartalnej straty EBIT) zostaną negatywnie przyjęte przez rynek. Zmieniamy zalecenie z Trzymaj na Redukuj oraz obniżamy cenę docelową z 40,5 PLN do 31,0 PLN. Na przestrzeni ostatnich tygodni kurs akcji Lotosu spadł wyraźnie poniżej 4 PLN. Awersję inwestorów do akcji mogły wzbudzić m.in. słabe marże rafineryjne. Niekorzystnie wygląda dyferencjał Brent Ural chwilowo ropa rosyjska jest nawet droższa od Brent. Podobne sytuacje (trwające kilka sesji) zdarzały się ostatnio w , , czy zakładamy, że sytuacja wróci do normy (m.in. ze względu na różnice w uzyskach rafinerii opartych na ropie ciężkiej i lekkiej), aczkolwiek dostrzegamy działania Rosji zmierzające do zawężania spreadu. Relatywnie słabo (w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego) zachowują się marże rafineryjne. W bieżącym roku brak poważniejszych perturbacji w pracy rafinerii, a dodatkowo poziomy zapasów produktów do popytu w USA są relatywnie wysokie. Spodziewamy się, że w 2 13 spółka wykaże stratę EBIT LIFO na poziomie 30 mln PLN, z tego wpływ remontu szacujemy na około mln PLN: koszty bezpośrednie remontu, brak marży na przerobie (efekt częściowo zneutralizowany przez niezrealizowaną marżę na zapasach wyprodukowanych w 1 13, która przesunęła się na 2 13). Dodatkowo same marże przerobowe w 2 13 były słabsze r/r i q/q. Szacujemy także, że wyniki raportowane będą także obciążone prze kilkadziesiąt mln PLN ujemnego efektu wyceny zapasów. W pierwszym tygodniu lipca spółka zaprezentowała program Efektywność i Rozwój na lata Postrzegamy go jako próbę uporządkowania zapowiedzi inwestycyjnych z ostatnich kwartałów. Brakuje w nim jednak nadal kluczowych założeń, na których Lotos opiera kalkulacje efektywności inwestycji w DCU (koksowanie ciężkich pozostałości) oraz w segmencie petrochemicznym. Pozytywnie postrzegamy wydłużenie żywotności złoża B3. Wycena SOTP [PLN] 31,0 Wycena porównawcza [PLN] 20,4 Wycena końcowa [PLN] 31,0 Potencjał do wzrostu / spadku 9,5% Koszt kapitału 1% Cena rynkowa [PLN] 34,2 Kapitalizacja [mln PLN] 4 441,7 Ilość akcji [mln. szt.] 129,9 Cena maksymalna za 6 mc [PLN] 45,0 Cena minimalna za 6 mc [PLN] 33,8 Stopa zwrotu za 3 mc 11,7% Stopa zwrotu za 6 mc 14,5% Stopa zwrotu za 9 mc 8,9% Struktura akcjonariatu: Skarb Państwa 53,2% ING OFE 5,3% Pozostali 41,5% 2010 P 2014P 2015P Przychody [mln PLN] EBITDA raportowana [mln PLN] EBITDA skoryg.* [mln PLN] EBITDA LIFO skoryg.* [mln PLN] EBIT raportowany [mln PLN] Zysk netto raportowany [mln PLN] Dług netto [mln PLN] ,0 Krzysztof Pado pado@bdm.com.pl tel. (0 32) Dom Maklerski BDM S.A. ul. 3 go Maja 23, Katowice Lotos WIG znormalizowany 44,0 P/BV 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,4 4 P/E 6,5 6,8 4,8 41,8 9,6 5,6 36,0 EV/EBITDA 7,4 7,0 11,3 9,5 6,7 4,6 EV/EBITDA skoryg* 7,0 6,4 5,6 9,5 6,7 4,6 EV/EBITDA LIFO skoryg.* 9,7 13,7 5,5 7,8 5,8 4,6 32,0 28,0 24,0 2 EV/EBIT 10,2 11,0 36,2 24,1 13,1 7,5 *wynik skorygowany o saldo z pozostałej działalności operacyjnej lip 12 sie 12 wrz 12 paź 12 lis 12 gru 12 sty 13 lut 13 mar 13 kwi 13 maj 13 cze 13 Publikowanie w prasie lub w Internecie w części lub całości niniejszego opracowania wymaga zgody sporządzających raport. Informacje, o których mowa w Rozporządzeniu Ministra Finansów z dnia 19 października 2005 roku w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów znajdują się na ostatniej stronie Raportu.

2 SPIS TREŚCI: WYCENA I PODSUMOWANIE...3 WYCENA SEGMENTU RAFINERII I DETALU (DOWNSTREAM) WYCENA SEGMENTU WYDOBYWCZEGO (UPSTREAM) WYCENA PORÓWNAWCZA WYNIKI KWARTALNE PROGNOZA WYNIKÓW DANE FINANSOWE

3 WYCENA I PODSUMOWANIE Wycena spółki Lotos powstała w oparciu o SOTP. Dokonaliśmy osobnej wyceny działalności rafineryjno detalicznej (downstream) oraz poszukiwawczo wydobywczej (upstream) w oparciu o modele zdyskontowanych przepływów pieniężnych (DCF/NPV) oraz wartość księgowa (działalność w Norwegii). Wycena metodą DCF na lata sugeruje wartość segmentu rafineryjno detalicznego na poziomie 13,3 PLN (wycena segmentu uwzględnia cały dług spółki). Natomiast wycena poszczególnych projektów wydobywczych (Polska, Litwa, Norwegia) wraz z aktywem podatkowym uzyskanym w Norwegii, sugeruje wartość segmentu upstream na poziomie 17,7 PLN. Wycena końcowa 1 akcji spółki wynosi 31,0 PLN. Dla celów porównawczych dokonaliśmy także wyceny za pomocą mnożników rynkowych do innych spółek z branży paliwowej z regionu. Jednak ze względu na brak porównywalności między tymi spółkami a Lotosem (m.in. różnie rozłożony ciężar działalności pomiędzy downstream/upstream/petrochemię) przyjmujemy udział wyceny porównawczej w końcowej wycenie na poziomie 0%. Podsumowanie wyceny Waga Wycena Wycena SOTP 100% 31,0 Rafineria i detal 13,3 Upstream 17,7 Wycena metodą porównawczą 0% 20,4 Wycena 1 akcji Lotosu [PLN] 31,0 Źródło: BDM S.A. Zmieniamy zalecenie z Trzymaj na Redukuj i obniżamy jednocześnie cenę docelową z 40,5 PLN do 31,0 PLN. Rozwój sytuacji makro w sektorze oraz słabe wyniki PKN w segmencie rafineryjnym skłaniają nas do obniżenia prognoz na 2 13 oraz cały 2013 rok. Dodatkowo wpływ na obniżenie ceny docelowej ma wyższy WACC (wzrost przyjętej w modelu długoterminowej stopy wolnej od ryzyka z 4,0% na 4,5%, podyktowany wzrostem rentowności obligacji skarbowych). Raportowane rezultaty za 2 13 będą wyraźnie obciążone kosztami przestoju remontowego, słabszym otoczeniem makro oraz negatywną wyceną zapasów. Sezonowej poprawy oczekujemy w 2H 13, aczkolwiek marże rafineryjne na razie wyglądają słabo (raportowane wyniki mogą być wsparte przez rozliczenie ugody z SBM). Zaprezentowała program Efektywność i Rozwój na lata postrzegamy głównie jako próbę uporządkowania zapowiedzi inwestycyjnych z ostatnich kwartałów. Brakuje w nim jednak nadal kluczowych założeń, na których Lotos opiera kalkulacje efektywności kosztownych inwestycji w DCU (koksowanie ciężkich pozostałości, przy obecnych cenach produktów NPV tego projektu może być neutralne dla wyceny) oraz w segmencie petrochemicznym. Pominięto w nim aspekt inwestycji wydobywczych w Norwegii (kontynuacja Yme?, zakup nowego złoża?). Spodziewamy się negatywnego wpływ przestoju remontowego na wyniki 2 13 na poziomie około mln PLN: koszty bezpośrednie remontu, brak marży na przerobie (efekt powinien być częściowo zneutralizowany przez 45 mln PLN niezrealizowanej marży na zapasach wyprodukowanych w 1 13, która miała przesunąć się na 2 13). Według naszych szacunków (na podstawie danych Bloomberga) w każdym miesiącu 2 13 marża rafineryjna spółki była słabsza r/r. Biorąc dodatkowo pod uwagę spadek cen ropy q/q (wpływ na wycenę zapasów) spodziewamy się, że Lotos zaraportuje kolejną stratę na poziomie operacyjnym w W 3 13 baza z ubiegłego roku jest dość wysoka a publikowane dane z amerykańskiego rynku paliw odnośnie relacji podaży do popytu nie wyglądają nadal zbyt korzystnie. Marża modelowa Lotos [USD/bbl] r/r 14,0 12,0 1 8,0 6,0 4,0 2,0 2, ,0, obliczenia własne ze wzoru na marżę modelową Lotosu 3

4 Program strategiczny Efektywność i rozwój Spółka przedstawiła na początku lipca założenia strategiczne programu operacyjnego na lata Oceniamy go jako uporządkowanie planów, które spółka prezentowała na przestrzeni ostatnich lat. Główne pozycje (instalacja koksowania, petrochemia, wydobycie gazu na Bałtyku) są mocno kapitałochłonne i nadal brak odpowiedzi o źródła finansowania przy obecnym wysokim poziomie zadłużenia i priorytecie jakim jest uruchomienie produkcji ze złoża B8 (i potencjalnym kontynuowaniu projektu Yme/zakupie nowego złoża w Norwegii). W segmencie wydobywczym Lotos skupia się na złożach bałtyckich. Spółka planuje złożyć wniosek o przedłużenie koncesji na złoże B3 do 2026 roku (obecnie do 2H 16). Według zapowiedzi w sumie wydobycie z B3 mogłoby wtedy wynieść około 1,5 mln ton. Oznaczałoby to, że wydobycie będzie wyraźnie wyższe niż można było szacować na podstawie obecnych zasobów (2P): około 0,7 mln ton. W 2H 15 ma ruszyć produkcja ze złoża B8 (planowane wydobycie zgodne z dotychczasowymi szacunkami: 3,5 mln ton). W 2016/17 roku ma ruszyć produkcja gazu ze złóż na Bałtyku projekt jest realizowany wspólnie z Cal Energy. Zarząd nie wspomniał nic o projektach na Morzu Północnym (kontynuacja Yme, zakup nowego projektu w celu wykorzystania tarczy podatkowej). Spółka podtrzymuje zamiar realizacji projektu petrochemicznego wspólnie z Azotami Tarnów. Koszt miałby wynieść około 2 mld USD, nieznane są jednak nadal bliższe szczegóły projektu (kwestia produktu i finansowania). Spread diesel ciężki olej opałowy [USD/t] Koks naftowy [USD/t, skala lewa] vs cena ropy [USD/t, skala prawa] diesel COO koks naftowy [usd/t] ropa [USD/t] W segmencie produkcyjnym (downstream) zarząd planuje budowę instalacji koksowania (Delayed Coking Unit) w celu konwersji ciężkich pozostałości w kierunku głównie średnich destylatów. Lotos ma sporządzony już projekt bazowy, kwestią do rozstrzygnięcia jest finansowanie projektu. Ostateczne decyzje powinny zapaść na przełomie 2013/14. Koszt instalacji to około 430 mln EUR. Miałaby ona pozwolić na przerób 1,5 2,0 mln ton ciężkich pozostałości (obecnie Lotos produkuje około 1,2 mln ton ciężkiego oleju opałowego oraz 0,7 mln ton asfaltów). Według spółki instalacji miałaby przełożyć się w 2017/2018 roku na około 2,2 USD/bbl dodatkowej marży przerobowej a IRR projektu wynosi ponad 20%. Z wypowiedzi z konferencji wynika, jednak że przy obecnych cenach produktów dodatkowa marża przerobowa to jednak około 1,0 USD/bbl. Poziom 2,2 USD/bbl miałby wynikać ze wzrostu marż na destylatach (głównym produktem DCU jest olej napędowy) względem ciężkich frakcji. Nie znamy dokładnych parametrów instalacji, by móc dokładnie ocenić rentowność projektu (m.in. struktura uzysków, koszty pozasurowcowe czy przyjęte do kalkulacji przez spółkę ceny produktów). Ze względu na zbyt dużą liczbą niewiadomych na razie nie decydujemy się na uwzględnienie go w naszym modelu. Z naszej uproszczonej kalkulacji wynika, że NPV projektu jest równe zero przy generowaniu dodatkowej marży EBITDA na poziomie 1,1 USD/bbl. Instalację DCU buduje obecnie np. turecki Tupras (ogłoszenie projektu w 2008 roku: obecnie zakładane ukończenie w 2014 roku). W symulacjach na których opierano się w przy ogłaszaniu decyzji o uruchomieniu projektu przyjmowano m.in. relatywnie wysokie marże przerobowe na dieslu (podobne założenie przyjmuje obecnie Lotos). 4

5 Struktura wsadu i uzysku w instalacji DCU spółki Tupras Tupras instalacja wsad [tys t] uzysk [tys/t] Ciężki olej opałowy LPG 161 4,9% Asfalt Benzyna ,4% Gaz 465 Diesel ,9% suma Koks ,7% Siarka 102 3,1% dodatkowo ponoszone są koszty operacyjne oraz koszty oksygenatów: suma w 2008 roku szacowano je na 38,2 USD/t uzysku Źródło: BDM S.A., Tupras Uproszczona kalkulacja DCU dla Lotosu (dla NPV=0) przerób ropy [mln bbl]* 65,0 72,1 72,8 73,6 68,2 74,3 74,4 74,6 69,0 74,7 USD/PLN 3,21 3,11 3,08 2,98 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 EUR/PLN 4,21 4,10 4,00 3,90 3,80 3,80 3,80 3,80 3,80 3,80 CAPEX [mln EUR] 78,5 121,2 166,2 64,2 CAPEX [mln PLN] 321,7 484,7 648,2 243,8 dodatkowa marża[usd/bbl] 1,13 1,13 1,13 1,13 1,13 dodatkowa marża [mln PLN] 235,1 235,5 236,0 218,4 236,4 podatek 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% FCFF [mln PLN] 321,7 484,7 648,2 243,8 190,4 190,8 191,1 176,9 191,5 WACC 8,32% 8,43% 8,61% 8,79% 8,94% 9,15% 9,38% 9,59% 9,79% 10% Discount factor 1,04 1,13 1,22 1,33 1,45 1,58 1,73 1,90 2,08 2,29 DFCFF [mln PLN] 285,5 396,0 486,8 168,1 120,3 110,1 100,7 84,9 83,5 Suma PV FCFF [mln PLN] 836,8 PV TV [mln PLN] 835,4 EV [mln PLN] 1,4 liczba akcji 130 wartość projektu/akcję [PLN] Źródło: BDM S.A., szacunki własne, według założeń przyjętych w modelu Bieżąca sytuacja na rynku rafineryjnym Czerwiec przyniósł nieznaczną poprawę na poziomie modelowej marży rafineryjnej, jednak w 3 13 rynek wchodzi na niższych poziomach niż w analogicznym okresie roku ubiegłego. Odpowiadają za to niższe cracki na podstawowych produktach (przyczyn można szukać m.in. w relatywnie wysokich zapasach paliw w USA w stosunku do popytu) oraz ujemny dyferencjał Brent Ural. Wąski (a nawet ujemny) dyferencjał wspomagany jest naszym zdaniem przez kilka czynników, m.in. : 1) wzrost znaczenia eksportu rosyjskiej ropy w kierunku wschodnim, 2) większy nacisk na sprzedaż gotowych produktów przez Rosję niż na sprzedaż ropy, 3) embargo na ropę irańską. Okresy ujemnego dyferencjału (trwające kilka sesji) zdarzały się ostatnio w , , czy zakładamy, że sytuacja wróci do normy (m.in. ze względu na różnice w uzyskach rafinerii opartych na ropie ciężkiej i lekkiej), aczkolwiek dostrzegamy działania Rosji zmierzające do zawężania spreadu. W całym 2 13 średnia modelowa marża rafineryjna Lotosu według naszych obliczeń wyniosła 3,7 USD/bbl wobec 6,5 USD/bbl w 2 12 oraz 4,5 USD/bbl w Początek lipca jest bardzo słaby marża oscyluje w okolicach 2 3 USD/bbl. Baza z ubiegłego roku w okresie kwiecień październik jest relatywnie wysoka. Mieliśmy wtedy szereg zdarzeń, które wspierały poziom cracków: wyłączenie rafinerii Petroplusa, pożary w rafinerii Richmond oraz w największym na świecie kompleksie Paraguna w Wenezueli, komplikacje wywołane huraganem Issac. Cześć tych czynników nałożyła się na standardowy w drugiej połowie 3 sezon przestojów remontowych w rafineriach, co zaowocowało świetnymi warunkami dla działających rafinerii. W kolejnych miesiącach rynek cechował się sporą zmiennością. Po słabym 4 12, kolejny kwartał przyniósł wyraźne odbicie (marże w 1 13 były wyraźnie wyższe r/r). W 2 13 praca w sektorze rafineryjnym przebiegała bez większych zakłóceń, co w połączeniu z utrzymującym się słabym popytem na paliwa ma negatywny wpływ na rentowność przerobu. Pod wodą znów znajdują się przestarzałe rafinerii typu hydroskimming. Pozytywnym czynnikiem dla marż mogłyby być kolejne zamknięcie starych rafinerii w Europie, co jednak trudne ze względów społeczno politycznych a lepsze okresy, jak 2012 rok, tylko przedłużają ich żywotność. Pewnym wsparciem dla europejskich rafinerii powinno być zawężania się dyferencjału Brent WTI w 5

6 ostatnich miesiącach, co powinno sprzyjać możliwościom arbitrażu i sprzedaży europejskiej benzyny na rynku amerykańskim. Zwracamy jednak uwagę, że dyferencjał Brent w stosunku do głównych gatunków ropy (pod względem produkcji: Arab Light, Maya czy LLS) jest zbliżony do ubiegłorocznego, więc relatywny wzrost WTI należy rozpatrywać bardziej w charakterze negatywnego efektu dla regionalnych rafinerii w USA niż pozytywnego dla rafinerii w Europie. Uważamy, że w średnim terminie potencjał do wzrostu marż jest ograniczony ze względu na planowane wzrosty mocy produkcyjnych i ograniczanie zużycia paliw w gospodarkach rozwiniętych. Szczególnie w Azji i na Bliskim Wschodzie z nastawieniem na zaspokojenie rynków lokalnych oraz eksport do UE i USA na przełomie 2013/14 startuje m.in. rafineria Jubail w Arabii Saudyjskiej o mocach 400 tys bbl/d, z której Total zapowiedział już eksport części produkcji diesla do Europy. Z początkiem 2013 roku w pełni udało się także uruchomić rozbudowaną do 600 tys bbl/d rafinerię Shella w Port Arthur. Co więcej relatywnie tania ropa powoduje, że w Ameryce planuje się stawianie nowych mocy. W 2014 ruszy pierwsza zupełnie nowa rafineria w USA (Dakota Prairie) od 1976 roku. Nie zachwieje ona jednak rynkiem, moce przerobowe wyniosą jedynie 20 tys bbl/d. Marża modelowa Lotos [USD/bbl] Marża modelowa Lotos [USD/bbl] r/r 12,0 1 8,0 6,0 4,0 2,0 14,0 12,0 1 8,0 6,0 4,0 2,0 2,0 1 4, , marża uwzględnia dyferencjał Brent Ural Brent [USD/bbl], obliczenia własne ze wzoru na marżę modelową Lotosu Brent [USD/bbl] r/r , , , ,0 9 85, Dyferencjał Brent Ural [USD/bbl] 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 Dyferencjał Brent Ural [USD/bbl] r/r 8,0 6,0 4,0 2,0 2,0 1,5 1,0 2, ,5 4,

7 Dyferencjał Brent WTI [USD/bbl] r/r Odsetek wyłączonych/wstrzymanych mocy rafineryjnych w USA oraz Europie/Afryce 28,0 24,0 2 16,0 12,0 18,0% 16,0% 14,0% 12,0% 1% 8,0% 8,0 6,0% 4, ,0% 2,0% % sty 09 lip 09 sty 10 lip 10 sty 11 lip 11 sty 12 lip 12 sty 13 lip 13 USA wyłączenia [%] Europa/Afryka wyłączenia [%] Diesel marża [USD/t] Diesel marża [USD/t] r/r Benzyna marża [USD/t] Benzyna marża [USD/t] r/r Ciężki olej opałowy marża [USD/t] COO marża [USD/t] r/r

8 Benzyna zapasy/popyt w USA [dni] 28,0 27,0 26,0 25,0 24,0 23,0 22,0 21, Destylaty zapasy/popyt w USA [dni] 46,0 43,0 4 37,0 34,0 31,0 28,0 25,0 22, , DOE Marża rafineryjna Gulf Coast LLS Cracking [USD/bbl], DOE Marża rafineryjna NWE Brent Cracking [USD/bbl] 23,0 14,0 2 12,0 17,0 1 14,0 8,0 11,0 6,0 8,0 4,0 5,0 2,0 2, , średnia 5 dni Marża rafineryjna NWE Brent Hydroskimming [USD/bbl], średnia 5 dni Marża rafineryjna Singapur Dubai Cracking [USD/bbl] 6,0 4,0 9,0 7,5 2,0 2, ,0 4,5 3,0 1,5 4,0 6, , średnia 5 dni Benzyna premia lądowa w Polsce [USD/t], średnia 5 dni ON premia lądowa w Polsce [USD/t] , Eurostat, (cena detal bez podatków NWE), Eurostat, (cena detal bez podatków NWE) 8

9 Benzyna marża detaliczna [PLN/l] ON marża detaliczna [PLN/l] 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0, ,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0, Źródło: BDM S.A., PKN (cena hurtowa), bankier.pl(cena detaliczna) Dynamika sprzedaży paliw w Polsce r/r ceny stałe Źródło: BDM S.A., PKN (cena hurtowa), bankier.pl(cena detaliczna) Dynamika sprzedaży aut w strefie euro i w Niemczech 15,0% 12,0% 9,0% 6,0% 3,0% % 3,0% ,0% 9,0% 12,0% 15,0% 5% 4% 3% 2% 1% % 1% % 3% 4% Sprzedaż detaliczna paliw stalych, ciekłych i gazowych ceny stałe Niemcy strefa euro Źródło: BDM S.A., GUS Saldo mocy rafineryjnych w latach [mln bbl/d] Planowane otwarcia mocy rafineryjnych netto w latach [mln bbl/d] Chiny/Indie Bliski Wschód Inne Ameryka Północna Europa Chiny Bliski Wschód Inne Źródło: BDM S.A., Tupras Źródło: BDM S.A., Valero 9

10 Wyniki finansowe Raportowane rezultaty za 2 13 będą wyraźnie obciążone kosztami przestoju remontowego, słabszym r/r otoczeniem makro oraz negatywną wyceną zapasów. Sezonowej poprawy oczekujemy w 2H 13 (raportowane wyniki mogą być dodatkowo wsparte przez rozliczenie ugody z SBM). Spodziewamy się negatywnego wpływ przestoju remontowego na wyniki 2 13 na poziomie około mln PLN: koszty bezpośrednie remontu, brak marży na przerobie (efekt częściowo zneutralizowany przez 45 mln PLN niezrealizowanej marży na zapasach wyprodukowanych w 1 13, która miała przesunąć się na 2 13). Według naszych szacunków (na podstawie danych Bloomberga) w każdym miesiącu 2 13 marża rafineryjna spółki była słabsza r/r. Biorąc dodatkowo pod uwagę spadek cen ropy q/q (wpływ na wycenę zapasów) spodziewamy się, że Lotos może zaraportować kolejną stratę na poziomie operacyjnym w Oczyszczona EBITDA (dane historyczne i prognoza ) 4'10 1'11 2'11 3'11 4'11 1'12 2'12 3'12 4'12 1'13 2'13P 3'13P 4'13P Marża modelowa [USD/bbl] wg LTS 4,6 4,5 2,9 2,3 3,9 3,7 6,5 7,0 5,4 4,5 Marża modelowa [USD/bbl]wg BDM* 4,5 4,5 3,7 3,6 4,5 4,2 6,7 7,4 6,0 4,5 3,7 4,1 4,9 Rafineria: wolumen sprzedaży [tys t] 2 460, , , , , , , , , , , , ,2 Upstream: wolumen sprzedaży [tys t] 26,1 46,1 79,9 47,2 48,1 87,0 8 43,3 44,9 73,6 59,8 59,3 58,3 Ropa Brent [USD/bbl] 86,5 105,4 117,0 113,4 109,4 118,6 108,3 109,5 110,1 112,6 102,9 106,2 104,5 Przychody [mln PLN] 5 735, , , , , , , , , , , , ,0 Wydobycie 48,1 103,8 210,3 128,9 139,3 264,3 237,3 125,4 132,8 196,1 153,4 160,9 151,3 Produkcja 4 600, , , , , , , , , , , ,5 Detal 1 142, , , , , , , , , , , , ,8 Inne/korekty 55,5 69,8 152,0 76,0 87,2 210,1 171,8 86,9 79,9 195,6 99,4 103,8 96,7 EBITDA LIFO ex/fx adj**[mln PLN] 203,0 274,7 220,4 412,2 284,1 333,6 536,0 724,5 481,2 337,2 120,5 458,7 446,9 marża 3,5% 4,2% 3,3% 5,4% 3,4% 4,3% 6,4% 8,5% 5,8% 4,7% 1,9% 5,6% 5,5% Wydobycie 6,7 46,8 59,2 71,1 58,2 165,7 158,6 77,1 69,5 110,1 92,7 88,2 86,1 Produkcja 164,0 228,3 135,5 335,5 236,9 230,6 356,7 595,3 347,4 278,4 4,6 338,8 331,4 Detal 8,8 0,8 0,4 9,9 0,8 3,9 15,0 16,6 11,3 6,3 14,3 13,5 11,2 Inne/korekty 23,5 0,4 26,1 4,3 11,8 58,8 5,7 35,5 53,0 45,0 18,2 18,2 18,2 Źródło: BDM S.A., spółka, *obliczenia własne z notowań Bloomberga, marża uwzględnia dyferencjał, wzór: = 12,2% benzyna + 5,9% benzyna surowa + 48,3% diesel + 5,4% Jet + 20,5% ciężki olej opałowy 92,3% Ural. **wynik oczyszczony o wycenę zapasów, operacyjny różnice kursowe oraz wpływ zdarzeń jednorazowych(saldo pozostałej działalności operacyjnej) 10

11 WYCENA SEGMENTU RAFINERII I DETALU (DOWNSTREAM) Wycenę metodą DCF otrzymaliśmy prognozując w horyzoncie 10 letnim free cash flows, a następnie dyskontując je średnim ważonym kosztem kapitału (WACC). Koszt kapitału własnego został oszacowany na podstawie rentowności 10 letnich obligacji skarbowych (4,5%, poprzednio 4,0%), premii za ryzyko rynkowe oraz współczynnika beta na poziomie 1,1. Główne założenia modelu: Założenie dotyczące przychodów i marż poszczególnych segmentów przedstawiono w osobnych tabelach. Prognozę ceny ropy Brent oparto o krzywą forward z notowań na NYMEX do końca 2014 roku. W kolejnych okresach przyjęto stały poziom 100 USD/bbl. Dług netto dotyczy całej spółki. Uwzględnia także pozostałe zobowiązania finansowe (lesasing, transakcji zabezpieczających) na koniec 2012 roku. Wartość kredytów walutowych została skorygowana według średnich kursów za Wycena nie uwzględnia akwizycji ani zwiększenia przez spółkę mocy produkcyjnych. Wycena uwzględnia odkup 30% zapasów obowiązkowych przez państwo (zmniejszenie podstawy obowiązku z 76 dni do 53 dni). Zakładamy, że koszty związane z wprowadzeniem opłaty zapasowej zostaną przerzucone na odbiorców (poziom opłaty w przeliczeniu na litr paliwa jest relatywnie niski, opłatę będą ponosić wszyscy legalni uczestnicy rynku: producenci i importerzy). Pozytywny wpływ na wycenę przyjętych założeń to 7,3 PLN. Efektywną stopa podatkowa dla segmentu przyjęliśmy na poziomie 19%. Wzrost wolnych przepływów pieniężnych (FCF) po okresie szczegółowej prognozy ustaliliśmy na poziomie 1,0%. Do obliczeń przyjęliśmy 129,9 mln akcji. Końcowa wartość w przeliczeniu na jedną akcję jest wyceną na dzień 26 lipca 2013 roku. Metoda DCF dała wartość segmentu downstream skorygowanego o dług netto spółki na poziomie 1,73 mld PLN. W przeliczeniu na 1 akcję daje to wartość 13,3 PLN. Prognoza podstawowych danych Podstawowe dane: P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Brent [usd/bbl] 97,1 61,6 79,5 111,3 111,6 106,5 100, Ural [usd/bbl] 94,7 61,0 78,2 109,1 110,1 105,6 99,7 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 Dyferencjał [usd/bbl] 2,4 0,5 1,2 1,7 1,3 0,8 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Marża modelowa [USD/bbl]* 9,7 3,0 4,3 4,1 6,1 4,3 4,7 4,8 4,8 4,9 4,9 4,9 5,0 5,0 5,0 USD/PLN (średni) 2,41 3,12 3,02 2,96 3,26 3,21 3,11 3,08 2,98 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 USD/PLN (eop) 2,96 2,85 2,96 3,42 3,10 3,20 3,11 3,08 2,98 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 Cena produktów [USD/t]: Benzyna ON COO Marża na produktach [USD/t]**: Benzyna ON COO , * obliczenia własne na podstawie notowań z Bloomberga (uwzględnia dyferencjał), **cena z notowań NWE Brent (1t =7,57 bbl) 11

12 Model DCF dla działalności rafineryjnej i handlu 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] EBIT [mln PLN]* 192,7 526,8 883,4 817,8 489,6 821,6 806,8 814,8 650,7 822,7 EBIT LIFO [mln PLN]* 428,9 742,8 880,8 889,8 610,9 821,6 806,8 814,8 650,7 822,7 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Podatek od EBIT [mln PLN] 36,6 100,1 167,9 155,4 93,0 156,1 153,3 154,8 123,6 156,3 NOPLAT [mln PLN]* 156,1 426,7 715,6 662,4 396,6 665,5 653, ,1 666,4 Amortyzacja [mln PLN] 528,1 557,1 510,3 497,8 495,1 496,1 484,7 478,1 479,8 480,8 CAPEX [mln PLN] , Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN]* 207,8 473,0 220,5 233,5 325,2 63,7 8,0 4,5 86,1 115,4 FCF [mln PLN] 491, , ,3 993,8 816,9 775,4 666,2 648,6 602,9 541,8 DFCF [mln PLN] 475,0 941,3 858,2 749,4 565,6 491,8 386,4 343,3 290,7 237,4 Suma DFCF [mln PLN] 5 339,2 Wartość rezydualna [mln PLN] 7 313,7 wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym: 1,0% Zdyskontowana wart. rezydualna [mln PLN] 3 205,4 Wartość firmy EV [mln PLN] 8 544,6 Dług netto 2011 [mln PLN] 6 817,7 Wartość kapitału[mln PLN] 1 726,9 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość kapitału na akcję [PLN] 13,3 *NOPLAT obliczony na podstawie EBIT, kapitał obrotowy oczyszczony z wyceny zapasów (wycena zapasów ujęta jest w wyniku EBIT), EBIT LIFO podany dla celów porównawczych Przychody zmiana r/r 9,4% 2,5% 1,0% 2,4% 8,2% 3,3% 0,1% 0,1% 2,6% 2,8% EBIT zmiana r/r 80,3% 173,4% 67,7% 7,4% 40,1% 67,8% 1,8% 1,0% 20,1% 26,4% FCF zmiana r/r 78,4% 114,8% 1,0% 5,0% 17,8% 5,1% 14,1% 2,6% 7,0% 10,1% Marża EBITDA 2,4% 3,7% 4,8% 4,7% 3,8% 4,9% 4,8% 4,8% 4,3% 4,9% Marża EBIT 0,6% 1,8% 3,1% 2,9% 1,9% 3,1% 3,0% 3,1% 2,5% 3,1% Marża NOPLAT 0,5% 1,5% 2,5% 2,4% 1,5% 2,5% 2,4% 2,5% 2,0% 2,5% CAPEX / Przychody 1,3% 1,4% 1,4% 1,4% 1,6% 1,7% 1,8% 1,8% 1,9% 1,8% CAPEX / Amortyzacja 75,7% 71,8% 78,4% 80,3% 80,8% 90,7% 99,0% 101,5% 102,1% 101,9% Zmiana KO / Przychody 0,7% 1,6% 0,8% 0,8% 1,3% 0,2% % % 0,3% 0,4% Zmiana KO / Zmiana przychodów 6,8% 64,0% 74,6% 33,3% 14,1% 7,4% 23,4% 12,0% 12,4% 15,7% Źródło: BDM S.A. Kalkulacja WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Stopa wolna od ryzyka 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% Premia za ryzyko 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% Beta 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 Premia kredytowa 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% Koszt kapitału własnego 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% Udział kapitału własnego 67,1% 69,2% 72,5% 76,1% 79,1% 83,2% 87,8% 91,8% 95,9% 10% Koszt kapitału obcego po opodatkowaniu 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% Udział kapitału obcego 32,9% 30,8% 27,5% 23,9% 20,9% 16,8% 12,2% 8,2% 4,1% % WACC 8,3% 8,4% 8,6% 8,8% 8,9% 9,1% 9,4% 9,6% 9,8% 1% Źródło: BDM S.A. 12

13 Wrażliwość modelu DCF: beta / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym 3,00% 2,00% 1,00% 0% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% 5,00% 0,7 13,4 15,9 19,0 22,8 27,7 34,2 43,4 57,1 8 0,8 11,1 13,3 15,9 19,2 23,4 28,8 36,3 47,0 63,9 beta 0,9 8,9 10,8 13,2 16,0 19,6 24,2 30,4 38,9 51,8 1,0 6,9 8,6 10,7 13,2 16,3 20,2 25,3 32,3 42,4 1,1 5,0 6,6 8,4 10,6 13,3 16,7 21,0 26,7 34,8 1,2 3,3 4,7 6,3 8,3 10,6 13,5 17,2 22,0 28,6 1,3 1,7 2,9 4,4 6,1 8,2 10,7 13,9 17,9 23,3 Źródło: BDM S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym 3,00% 2,00% 1,00% 0% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% 5,00% 1% 28,4 33,3 39,7 48,4 60,8 80,2 114,4 191,4 525,2 2% 20,6 24,2 28,6 34,4 42,2 53,4 70,5 100,4 165,4 Premia za ryzyko 3% 14,4 17,0 20,3 24,3 29,6 36,6 46,6 61,9 88,0 4% 9,3 11,3 13,7 16,7 20,3 25,1 31,5 40,4 54,0 5% 5,0 6,6 8,4 10,6 13,3 16,7 21,0 26,7 34,8 6% 1,4 2,6 4,0 5,7 7,7 10,2 13,2 17,2 22,4 7% 1,8 0,8 0,3 1,7 3,2 5,0 7,3 10,1 13,7 Źródło: BDM S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / beta Beta 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1% 69,9 67,5 65,2 62,9 60,8 58,8 56,8 54,9 53,1 2% 54,9 51,4 48,1 45,1 42,2 39,6 37,1 34,8 32,6 Premia za ryzyko 3% 43,6 39,6 35,9 32,6 29,6 26,8 24,2 21,8 19,6 4% 34,8 30,6 26,8 23,4 20,3 17,6 15,0 12,7 10,6 5% 27,7 23,4 19,6 16,3 13,3 10,6 8,2 6,0 4,0 6% 21,8 17,6 13,9 10,6 7,7 5,1 2,8 0,7 1,2 7% 16,9 12,7 9,1 6,0 3,2 0,7 1,5 3,5 5,3 Źródło: BDM S.A. 13

14 WYCENA SEGMENTU WYDOBYWCZEGO (UPSTREAM) Dokonaliśmy trzech wycen cząstkowych segmentu wydobywczego: Norwegia (aktywo podatkowe), Litwa (Geonafta), Polska (szelf Morza Bałtyckiego: złoża B3 i B8). Dla kalkulacji kosztu kapitału przyjęto: stopą wolną od ryzyka (Polska i Litwa: 4,5%), premia kredytowa=1,5%, premia za ryzyko=5,0%, beta=1,1, udział kapitału własnego=100%. Ceny ropy przyjęto na takich samych poziomach jak w przypadku segmentu downstream. Główne założenia modelu: W wycenie ujęto obecne zasoby 2P (pewne i prawdopodobne). Przyjęto, że produkcja ze złoża B8 ruszy w 2H 2015 roku. Produkcję ze złoża B8 wydłużono do 2026 roku (wzrost zasobów z 5,2 mln bbl do 11,6 mln bbl). Ujęto złoże Yme w wartości księgowej po odjęciu wartości rezerwy na rekultywację. Założono wydobycie do wyczerpania obecnych zasobów 2P ze wszystkich złóż. Wycena uwzględnia zdyskontowaną wartość rezerw na likwidację według wartości bilansowych. Przyjęto, że realizowana cena sprzedaży ropy będzie równa ropie Brent (BFOE). Wycena uwzględnia wartość aktywa podatkowego (wynik poniesienia nakładów inwestycyjnych związanych ze złożem Yme) według zdyskontowanej wartości bilansowej (założono zakup złoża w 2014 roku i 4 letni okres eksploatacji). Dla rozliczenia aktywa podatkowego spółka musi nabyć inne złoże w Norwegii. Zwracamy uwagę, że aktywo podatkowe nie wygasa w czasie, więc spółka może nie mieć presji na jego szybkie rozliczenie. W przypadku zasobów polskich założono obłożenie produkcji od 2020 roku podatkiem od wydobycie węglowodorów (3% stawki od przychodów oraz 12,5%/25,0% tzw cash flow tax, który umożliwi odliczenie nakładów inwestycyjnych). Na Litwie koszt opłat eksploatacyjnych uwzględniono w koszcie wydobycia. Wycena nie uwzględnia aktywów poszukiwawczych oraz złóż gazowych (konieczne zaangażowanie zewnętrznego inwestora, który sfinansuje CAPEX). Do obliczeń przyjęliśmy 129,9 mln akcji. Końcowa wartość przypadająca na jedną akcję jest wyceną na dzień 26 lipca 2013 roku. Otrzymaliśmy wartość segmentu upstream na poziomie 2,29 mld PLN. W przeliczeniu na 1 akcję daje to wartość 17,7 PLN. Segment wydobywczy podsumowanie wyceny DCF Podsumowanie mln PLN PLN/akcję Norwegia Yme 471,9 3,6 Norwegia aktywo podatkowe (PV) 782,2 6,0 Litwa 331,6 2,6 Polska 708,4 5,5 suma 2 294,1 17,7 Źródło: DM BDM S.A. 14

15 Model DCF (segment wydobywczy) Litwa 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2025P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 218,1 204,9 201,1 194,5 183,0 183,0 183,0 183,0 178,6 174,3 110,8 Zasoby ropy [mln bbl] 7,5 6,8 6,2 5,5 4,9 4,2 3,5 2,9 2,3 1,6 Wydobycie [tys bbl] EBITDA [mln PLN] 133,1 117,4 111,6 105,0 96,1 94,2 92,4 91,5 88,4 85,4 52,6 Marża EBITDA 61% 57% 56% 54% 53% 52% 51% 50% 50% 49% 48% Koszt [USD/bbl] EBIT [mln PLN] 74,4 57,2 51,4 44,8 35,8 34,0 32,2 31,3 29,6 28,0 16,2 Podatek od EBIT[mln PLN] 11,2 8,6 7,7 6,7 5,4 5,1 4,8 4,7 4,4 4,2 2,4 NOPLAT [mln PLN] 63,3 48,6 43,7 38,1 30,5 28,9 27,4 26,6 25,2 23,8 13,7 Amortyzacja [mln PLN] 58,7 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 58,8 57,4 36,5 CAPEX [mln PLN] 44,0 45,2 45,2 45,2 45,2 45,2 45,2 45,2 44,1 43,0 27,3 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN] FCF [mln PLN] 77,9 63,7 58,7 53,1 45,5 44,0 42,4 41,6 39,9 38,2 22,8 DFCF [mln PLN] 68,0 50,5 42,3 34,8 27,1 23,8 20,9 18,6 16,2 14,1 6,3 WACC 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% Suma DFCF [mln PLN] 346,3 PV rezerwy na likwidację [mln PLN] 14,7 Wartość złóż [mln PLN] 331,6 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 2,6 Polska 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2031P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 395,3 362,1 606, ,2 697,5 685,5 674,1 663,3 653,0 457,4 Zasoby ropy [mln bbl] 31,0 29,9 27,9 25,1 22,6 20,1 17,6 15,2 12,8 10,5 7,0 Wydobycie [tys bbl] EBITDA [mln PLN] 228,3 200,3 295,1 402,9 334,1 325,4 317,1 309,2 301,7 294,5 182,6 Marża EBITDA 58% 55% 49% 49% 47% 47% 46% 46% 45% 45% 40% Koszt [USD/bbl] EBIT [mln PLN] 160,8 132,8 179,9 239,9 185,9 179,8 174,0 168,5 163,2 158,2 87,0 Podatek od wydobycia węglowodorów [mln PLN] 33,0 32,1 31,2 27,3 Podatek od EBIT[mln PLN] 30,6 25,2 34,2 45,6 35,3 34,2 33,1 32,0 31,0 30,1 16,5 NOPLAT [mln PLN] 130,3 107,6 145,7 194,3 150,5 145,6 141,0 103,5 100,1 97,0 43,2 Amortyzacja [mln PLN] 67,5 67,5 115,3 163,0 148,3 145,6 143,1 140,7 138,5 136,3 95,5 CAPEX [mln PLN] ,8 89,0 87,4 85,9 84,4 83,1 81,8 57,3 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN] FCF [mln PLN] 52,2 74,9 61,0 259,5 209,9 203,9 198,2 159,8 155,5 151,5 81,4 DFCF [mln PLN] 45,5 59,4 43, ,0 110,4 97,6 71,5 63,3 56,0 12,8 WACC 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% Suma DFCF [mln PLN] 872,0 PV rezerwy na likwidację [mln PLN] 163,5 Wartość złóż[mln PLN] 708,4 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 5,5 Źródło: DM BDM S.A. Yme W marcu 2013 operator złoża, Talisman Energy, i właściciel platformy wydobywczej, SBM, ogłosiły porozumienie dotyczące zakończeniu współpracy przy projekcie oraz usunięcia platformy ze złoża. SBM zapłacił członkom konsorcjum 470 mln USD (z tego 20%, czyli 94 mln USD, przypada na Lotos). Natomiast konsorcjum zobowiązało się do usunięcia platformy ze złoża. Lotos nie podaje jakie mogą być koszty realizacji prac. Otrzymana kwota ma je jednak pokryć z nawiązką, dodatkowo konsorcjum przejmie prawo własności do elementów podwodnej infrastruktury na złożu. Na koniec 1 13 Lotos otrzymał bezpośrednio 12,2 mln USD, natomiast przysługująca mu pozostała część (81,8 mln USD) jest ulokowana na rachunku escrow. W bilansie spółki na koniec 1 13 powyższe kwoty są ujęte neutralnie, ze względu na brak dokładnych szacunków związanych z kosztami usunięcia platformy (305 mln PLN po stronie zobowiązań długoterminowych oraz po stronie aktywów 39 mln PLN jako środki pieniężne i 266 mln PLN jako aktywa długoterminowe). Obecnie w aktywach Lotosu projekt Yme wyceniany jest na 589 mln PLN (stan z ). Zawiązana rezerwa na rekultywację dotycząca projektu to 117 mln PLN. Jednocześnie zwracamy uwagę, że Talisman Energy (operator złoża) dokonał w 3 12 odpisu projektu do zera (zazwyczaj przyjmuje się zasadę, by nie być bardziej optymistycznym niż operator, który ma najlepszą wiedzę o złożu). Dodatkowo Lotosowi przysługuje tarcza podatkowa związana z poniesionymi (i odpisanymi już) nakładami inwestycyjnymi (1 077 mln PLN). Rozliczenia tarczy, według prawa norweskiego można dokonać także w oparciu o inny projekt, bez ograniczeń czasowych. Intencję zarządu jest zakup działającego złoża i wykorzystanie tarczy podatkowej w celu odzyskania gotówki. Pierwotnie zapowiadano, że zakup może nastąpić nawet jeszcze w 2012 roku (wykorzystano, by wtedy cześć rozliczenia podatkowego do sfinansowania transakcji). Zarząd podchodzi dość ostrożnie do tematu selekcji złoża i nie chce ryzykował kolejnej pomyłki. Szacujemy, że przy zakupie złoża o produkcji 5,0 tys bbl/d, spółka potrzebuje około 4 5 lat 15

16 na odzyskanie aktywa podatkowego, przyjmując teoretyczne założenie, że spółka dokona zakupu działającego złoża po wartości odpowiadającej NPV znajdującej się w nim do wydobycia ropy (uwzględniając pewne dyskonto za ryzyko zmian cen ropy). Taka sytuacja ma charakter win win dla obu stron transakcji (sprzedający otrzymuje gotówkę, Lotos rozlicza aktywo podatkowe, nie płacąc podatku od wydobywanej ropy). W wycenie segmentu upstream nie uwzględniamy startu wydobycia ropy z projektu Yme. Obecnie Lotos rozważa, co zrobić dalej ze złożem (po usunięciu platformy) możliwa jest np. jego sprzedaż. W naszym modelu do wyceny przyjmujemy wartość bilansową aktywa podatkowego oraz księgową wartość netto projektu Yme. 16

17 WYCENA PORÓWNAWCZA Wyceny porównawczej dokonaliśmy w oparciu o konsensus rynkowy dla prognoz na lata dla spółek rafineryjnych z regionu CEE (PKN prognozy własne). Analizę oparto na wskaźnikach P/E oraz EV/EBITDA. Dla każdego roku przyjęliśmy wagę równą 33%. Porównując wyniki Lotosu ze wskaźnikami innych spółek otrzymaliśmy wartość spółki na poziomie 2,65 mld PLN mln PLN, co odpowiada 20,4 PLN na jedną akcję. Ze względu na brak pełnej porównywalności Lotosu do innych spółek z branży: i) Lotos nie posiada segmentu petrochemicznego, ii) kontrybucja segmentu upstream jest na razie relatywnie niewielka, iii) istnieją różnice pomiędzy lokalnymi przepisami prawa w kwestii np. zapasów obowiązkowych, przyjmujemy udział wyceny porównawczej w końcowej wycenie na poziomie 0%. Zwracamy uwagę, że spółki o dużej kontrybucji upstream u do wyniku operacyjnego są wyceniane wyraźnie niżej niż spółki oparte na downstreamie. Wycena porównawcza P/E EV/EBITDA 2013P 2014P 2015P 2013P 2014P 2015P Orlen (Polska, D) 27,5 12,8 8,4 7,3 5,6 4,5 MOL (Węgry, D/U) 9,3 8,2 7,8 4,1 3,6 3,4 OMV (Austria, D/U) 7,6 7,4 7,2 2,8 2,7 2,6 Tupras Turkiye (Turcja, D) 8,4 8,8 6,8 9,6 9,1 6,0 Mediana 8,9 8,5 7,5 5,7 4,6 4,0 Lotos (D/U) 41,8 9,6 5,6 9,5 6,7 4,6 Premia/dyskonto 371,5% 12,6% 25,2% 66,1% 44,2% 16,4% Wycena 1 akcji wg wskaźnika [PLN] 7,3 30,4 45,7 2,0 12,0 25,1 Waga roku 33% 33% 33% 33% 33% 33% Wycena 1 akcji wg wskaźników [PLN] 27,8 13,0 Waga wskaźnika 50% 50% Wycena końcowa 1 akcji [PLN] 20,4, D=Downstream, U=Upstream Porównanie rentowności EBITDA Lotos Orlen MOL OMV Tupras Turkiye Źródło: BDM S.A. 0% 2,00% 4,00% 6,00% 8,00% 10% 12,00% 14,00% 16,00%

18 WYNIKI KWARTALNE Wyniki skonsolidowane [mln PLN] 3'09 4'09 1'10 2'10 3'10 4'10 1'11 2'11 3'11 4'11 1'12 2'12 3'12 4'12 1'13 Dated Brent FOB 68,1 74,5 76,4 78,2 76,9 86,5 105,4 117,0 113,4 109,4 118,6 108,3 109,5 110,1 112,6 Ural CIF Rotterdam 67,8 74,2 75,3 76,9 75,6 85,2 102,6 113,7 111,5 108,6 116,9 106,3 108,7 108,6 110,5 Dyferencjał Brent Ural 0,3 0,3 1,1 1,3 0,9 1,3 2,9 2,9 0,8 0,3 1,3 2,1 0,7 1,1 1,7 Modelowa marża rafineryjna* 2,9 0,9 2,6 4,0 3,3 4,6 4,5 2,9 2,3 3,9 3,7 6,5 7,0 5,4 4,5 USD/PLN średni 2,9 2,8 2,9 3,2 3,1 2,9 2,9 2,8 2,9 3,3 3,2 3,3 3,3 3,2 3,1 USD/PLN [eop] 2,9 2,9 2,9 3,4 2,9 3,0 2,8 2,8 3,3 3,4 3,1 3,4 3,2 3,1 3,3 Przerób ropy [tys t] Wykorzystanie mocy 101,1% 103,1% 102,7% 81,1% 85,7% 84,0% 86,2% 99,7% 92,1% 89,2% 86,8% 92,2% 98,7% 95,8% 89,8% Sprzedaż produktów [tys t] Wydobycie ropy [tys t] 43,5 60,9 76,4 38,5 37,5 34,1 50,3 56,9 57,3 62,7 84,1 65,9 57,0 55,3 53,5 Sprzedaż ropy [tys t] 28,1 56,5 87,6 51,0 28,6 26,1 46,1 79,9 47,2 48,1 87,0 8 43,3 44,9 73,6 w tym poza Lotos [tys t] 17,4 22,2 2 19,5 18,1 22,9 15,4 19,6 15,5 Sieć stacji [szt] Przychody Wydobycie Rafineria Detal Inne/korekty EBIT 215,1 64,6 132,0 292,3 332,3 304,8 537,3 316,9 88,2 143,1 419,0 861,4 603,8 139,7 25,6 Wydobycie 4,2 5,6 39,4 35,1 6,1 55,9 147,7 8 39,0 245,0 134,5 835,8 46,4 25,3 70,3 Rafineria 189,6 86,4 101,5 263,6 281,2 343,1 404,1 275,7 57,7 362,2 361,7 60,2 520,2 167,6 29,8 efekt LIFO 63,0 97,3 69,3 253,2 81,7 177,7 278,1 240,1 124,5 348,5 232,7 204,6 22,2 60,8 155,3 Rafineria LIFO 126,6 10,9 32,2 10,4 362,9 165,4 126,0 35,6 66,8 13,7 129,0 144,4 542,4 228,4 125,5 Rafineria LIFO ex/fx 136,6 61,0 48,7 112,6 292,9 81,0 146,6 39,4 215,9 26,0 130,5 235,7 478,0 231,2 157,7 Detal 31,5 3,5 2,6 8,0 12,3 3,8 12,8 12,3 2,1 11,2 16,3 2,7 4,0 2,2 19,2 Inne/korekty 10,2 19,7 6,3 14,4 32,7 21,4 1,7 26,5 6,4 37,1 60,9 31,9 33,2 0,4 46,9 Operacyjne różnice kursowe (FX) 1 71,9 16,5 102,2 7 84,4 20,6 3,8 282,7 12,3 1,5 91,3 64,4 2,8 32,2 EBIT LIFO 152,1 32,7 62,7 39,1 414,0 127,1 259,2 76,8 36,3 205,4 186,3 656,8 626,0 200,5 129,7 EBIT LIFO ex/fx 162,1 39,2 79,2 141,3 344,0 42,7 279,8 80,6 246,4 193,1 187,8 565,5 561,6 203,3 161,9 marża 3,9% 1,0% 2,0% 3,0% 6,5% 0,7% 4,3% 1,2% 3,2% 2,3% 2,4% 6,7% 6,6% 2,4% 2,3% zdarzenia jednorazowe 9,8 35,7 19,9 8,3 10,6 43,9 128,6 10,1 0,6 308,4 19,5 936,9 1,6 105,7 6,4 EBIT LIFO ex/fx adj** 152,3 74,9 99,1 149,6 354,6 86,6 151,2 70,5 245,8 115,3 168,3 371, ,0 168,3 marża 3,7% 1,9% 2,5% 3,2% 6,7% 1,5% 2,3% 1,0% 3,2% 1,4% 2,1% 4,4% 6,5% 3,7% 2,3% Amortyzacja 72,5 82,4 79,8 91,4 102,3 116,4 123,5 149,9 166,4 168,8 165,3 164,6 164,5 172,2 168,9 EBITDA 287,6 147,0 211,8 383,7 434,6 421,2 660,8 466,8 254,6 311,9 584,3 696,8 768,3 311,9 143,3 EBITDA LIFO ex/fx adj** 224,8 157,3 178,9 241,0 456,9 203,0 274,7 220,4 412,2 284,1 333,6 536,0 724,5 481,2 337,2 marża 5,4% 3,9% 4,6% 5,1% 8,7% 3,5% 4,2% 3,3% 5,4% 3,4% 4,3% 6,4% 8,5% 5,8% 4,7% Wydobycie 16,8 12,3 55,2 50,3 20,9 6,7 46,8 59,2 71,1 58,2 165,7 158,6 77,1 69,5 110,1 Produkcja 174,9 147,2 118,7 181,9 376,7 164,0 228,3 135,5 335,5 236,9 230,6 356,7 595,3 347,4 278,4 Detal 43,4 16,8 9,3 20,7 24,6 8,8 0,8 0,4 9,9 0,8 3,9 15,0 16,6 11,3 6,3 Inne/korekty 10,3 19,0 4,3 11,9 34,7 23,5 0,4 26,1 4,3 11,8 58,8 5,7 35,5 53,0 45,0 Działalność finansowa 514,3 173,5 131, ,9 966,4 59,8 214,3 0,7 525,2 222,5 318,0 426,3 145,2 23,2 194,7 Jednostki stowarzyszone 8,2 18,6 2,9 Podatek 149,9 9,0 23,4 176,9 247,3 6,5 115,0 46,2 105,7 153,4 139,9 758,7 122,9 65,9 73,0 Zyski mniejszości 0,6 1,8 1,3 0,3 0,4 0,2 0,3 0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 Zysk netto 578,9 227,3 22,9 646, ,0 251,3 636, ,4 74,1 597,0 528,8 626,0 228,8 147,3 Dług netto** Dług netto/ebitda adj*** 5,6 10,5 8,9 8,4 5,6 5,5 4,8 5,4 6,2 5,9 5,5 4,4 3,3 3,0 3,0 Źródło: BDM S.A., spółka, *wg spółki, ** bez leasingu, wyceny hedgingu, ***wynik oczyszczony o LIFO, operacyjny różnice kursowe oraz wpływ zdarzeń jednorazowych 18

19 Segment produkcyjny uzyski i sprzedaż [tys ton] 1'09 2'09 3'09 4'09 1'10 2'10 3'10 4'10 1'11 2'11 3'11 4'11 1'12 2'12 3'12 4'12 1'13 uzyski Benzyny ON Jet LOO COO Pozostałe Suma struktura Benzyny 17,2% 17,1% 19,1% 18,4% 16,1% 16,6% 16,9% 17,5% 15,0% 14,8% 14,9% 15,9% 17,0% 17,4% 16,4% 18,3% 17,1% ON 40,5% 46,7% 46,7% 46,7% 43,0% 45,4% 46,0% 43,7% 41,7% 47,6% 46,9% 46,1% 42,7% 44,8% 46,1% 42,6% 41,5% Jet 6,4% 5,8% 5,7% 3,3% 3,8% 2,6% 3,2% 2,0% 4,3% 4,1% 5,3% 4,3% 4,7% 5,9% 4,9% 4,9% 6,6% LOO 8,6% 4,2% 3,4% 6,1% 5,5% 2,1% 3,3% 5,9% 5,3% 2,6% 3,1% 4,9% 4,8% 1,8% 2,2% 4,3% 4,5% COO 17,3% 4,7% 2,6% 8,4% 19,1% 12,3% 7,3% 13,6% 19,4% 9,9% 7,6% 8,3% 15,1% 1% 10,2% 11,4% 15,6% Pozostałe 1% 21,5% 22,6% 17,1% 12,4% 21,0% 23,3% 17,3% 14,2% 20,9% 22,1% 20,5% 15,8% 2% 20,1% 18,5% 14,7% 1'09 2'09 3'09 4'09 1'10 2'10 3'10 4'10 1'11 2'11 3'11 4'11 1'12 2'12 3'12 4'12 1'13 sprzedaż Benzyny ON Jet LOO COO Pozostałe Suma struktura Benzyny 18,9% 22,0% 19,7% 19,6% 19,1% 18,0% 19,3% 19,0% 18,0% 17,4% 16,8% 17,6% 21,0% 18,0% 17,8% 20,1% 17,9% ON 49,5% 56,0% 51,4% 53,8% 45,8% 43,3% 48,2% 43,6% 42,4% 47,1% 47,5% 48,6% 41,7% 46,3% 45,9% 42,7% 42,2% Jet 5,8% 6,2% 5,8% 3,1% 3,8% 2,8% 2,9% 1,8% 4,1% 4,6% 5,2% 3,9% 5,1% 5,5% 5,1% 5,1% 5,8% LOO 7,5% 3,0% 3,0% 5,3% 5,6% 2,2% 3,3% 5,9% 5,2% 2,7% 2,8% 5,1% 4,8% 2,0% 2,3% 4,0% 4,5% COO 14,9% 2,8% 1,4% 6,4% 16,6% 10,2% 5,7% 11,9% 16,8% 7,4% 5,6% 6,2% 12,6% 8,3% 9,5% 11,1% 14,7% Pozostałe 10,1% 24,1% 22,5% 16,0% 7,4% 16,4% 19,5% 13,4% 13,4% 17,3% 19,2% 17,4% 9,9% 20,3% 16,8% 14,9% 9,3% Źródło: BDM S.A., spółka, benzyny = benzyna +benzyna surowa+ reformat 19

20 PROGNOZA WYNIKÓW Prognoza wyników na '12 2'12 3'12 4'12 1'13 2'13P 3'13P 4'13P 1'14P 2'14P 3'14P 4'14P Dated Brent FOB 118,6 108,3 109,5 110,1 112,6 102,9 106,2 104,5 102,9 101,4 99,9 98,7 Ural CIF Rotterdam 116,9 106,3 108,7 108,6 110,5 102,2 106,3 103,5 101,9 100,4 98,9 97,7 Dyferencjał Brent Ural 1,3 2,1 0,7 1,1 1,7 0,7 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Modelowa marża rafineryjna* 3,7 6,5 7,0 5,4 4,5 3,7 4,1 4,9 3,7 4,6 5,5 5,1 USD/PLN średni 3,2 3,3 3,3 3,2 3,1 3,2 3,3 3,2 3,1 3,1 3,1 3,1 USD/PLN [eop] 3,1 3,4 3,2 3,1 3,3 3,3 3,3 3,2 3,1 3,1 3,1 3,1 Przerób ropy [tys t] Wykorzystanie mocy 86,8% 92,2% 98,7% 95,8% 89,8% 89,0% 95,8% 98,3% 91,0% 93,0% 97,0% 99,6% Sprzedaż produktów [tys t] Wydobycie ropy [tys t] 84,1 65,9 57,0 55,3 53,5 59,8 59,3 58,3 55,6 59,8 59,3 58,3 Sprzedaż ropy [tys t] 87,0 8 43,3 44,9 73,6 59,8 59,3 58,3 55,6 59,8 59,3 58,3 w tym poza Lotos [tys t] 18,1 22,9 15,4 19,6 15,5 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 Sieć stacji [szt] Przychody Wydobycie Rafineria Detal Inne/korekty EBIT 419,0 861,4 603,8 139,7 25,6 120,5 458,4 123,2 18,7 227,6 270,2 238,3 Wydobycie 134,5 835,8 46,4 25,3 70,3 61,1 56,6 54,5 51,7 49,5 45,6 43,7 Rafineria 361,7 60,2 520,2 167,6 29,8 198,6 385,6 55,0 57,1 178,4 223,3 195,8 efekt LIFO 232,7 204,6 22,2 60,8 155,3 89,9 166,2 157,1 120,3 33,9 33,6 28,1 Rafineria LIFO 129,0 144,4 542,4 228,4 125,5 108,7 219,4 212,1 63,2 212,3 256,9 223,9 Rafineria LIFO ex/fx 130,5 235,7 478,0 231,2 157,7 124,0 219,4 212,1 63,2 212,3 256,9 223,9 Detal 16,3 2,7 4,0 2,2 19,2 1,3 0,5 2,0 13,3 0,3 1,3 1,2 Inne/korekty 60,9 31,9 33,2 0,4 46,9 15,7 15,7 15,7 Operacyjne różnice kursowe (FX) 1,5 91,3 64,4 2,8 32,2 15,3 EBIT LIFO 186,3 656,8 626,0 200,5 129,7 30,6 292,2 280,3 101,6 261,5 303,7 266,5 EBIT LIFO ex/fx 187,8 565,5 561,6 203,3 161,9 45,9 292,2 280,3 101,6 261,5 303,7 266,5 marża 2,4% 6,7% 6,6% 2,4% 2,3% 0,7% 3,5% 3,5% 1,5% 3,5% 4,1% 3,5% zdarzenia jednorazowe 19,5 936,9 1,6 105,7 6,4 EBIT LIFO ex/fx adj** 168,3 371, ,0 168,3 45,9 292,2 280,3 101,6 261,5 303,7 266,5 marża 2,1% 4,4% 6,5% 3,7% 2,3% 0,7% 3,5% 3,5% 1,5% 3,5% 4,1% 3,5% Amortyzacja 165,3 164,6 164,5 172,2 168,9 166,4 166,5 166,6 173,6 173,7 173,8 173,9 EBITDA 584,3 696,8 768,3 311,9 143,3 45,9 624,9 289,8 154,8 401,2 443,9 412,2 EBITDA LIFO ex/fx adj** 333,6 536,0 724,5 481,2 337,2 120,5 458,7 446,9 275,2 435,2 477,5 440,3 marża 4,3% 6,4% 8,5% 5,8% 4,7% 1,9% 5,6% 5,5% 4,0% 5,9% 6,4% 5,9% Wydobycie 165,7 158,6 77,1 69,5 110,1 92,7 88,2 86,1 83,6 81,5 77,5 75,7 Produkcja 230,6 356,7 595,3 347,4 278,4 4,6 338,8 331,4 189,1 338,2 382,7 349,7 Detal 3,9 15,0 16,6 11,3 6,3 14,3 13,5 11,2 13,0 14,8 12,4 Inne/korekty 58,8 5,7 35,5 53,0 45,0 18,2 18,2 18,2 2,5 2,5 2,5 2,5 Źródło: BDM S.A. Wyniki 2 13 będą wyraźnie obciążone kosztami przestoju remontowego a dodatkowo nadrobieniu strat za kwiecień nie sprzyjało słabsze r/r otoczenie makro w kolejnych miesiącach. W segmencie rafineryjnym (po oczyszczeniu z wyceny zapasów i operacyjnych różnic kursowych) spodziewamy się wyniku EBIT w okolicach zera. Spodziewamy się negatywnego wpływ przestoju remontowego na poziomie około mln PLN. Negatywnie zadziałają koszty bezpośrednie remontu oraz brak marży na przerobie (efekt częściowo powinien być zneutralizowany przez 45 mln PLN niezrealizowanej marży na zapasach wyprodukowanych w 1 13, która miała zostać przesunięta na 2 13). Według naszych szacunków (na podstawie danych Bloomberga) w każdym miesiącu 2 13 marża rafineryjna spółki była słabsza r/r. Marżę szacujemy na 3,7 USD/bl wobec 6,5 USD/bbl rok wcześnie (za blisko połowę spadku odpowiada skurczenie się dyferencjału Brent Ural) i 4,5 USD/bbl w Na raportowane wyniki znaczący wpływ będzie wycena zapasów (spadek średniokwartalnej ceny ropy Ural o około 9 USD, nieznacznie rekompensowane przez umocnienie USD o 4 PLN). Spodziewamy się, że na poziomie skonsolidowanym spółka może zaraportować stratę na poziomie EBIT LIFO W 2 12 znaczący wpływ na wyniki raportowane miał odpis na projekcie Yme, w skutek czego strata EBIT wyniosła aż 861 mln PLN. W 2 13 na poziomie salda finansowego oprócz standardowych kosztów obsługi zadłużenia, negatywny wpływ powinny mieć różnice kursowe (umocnienie USD vs PLN o 6 PLN na koniec kwartału). 20